Schlumberger gibt Ergebnisse des ersten Quartals 2018 bekannt

  • Umsätze in Höhe von 7,8 Milliarden US-Dollar nahmen gegenüber dem Vorquartal um 4 % ab
  • Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 974 Millionen US-Dollar nahm gegenüber dem Vorquartal um 16 % ab
  • Der Ertrag pro Aktie betrug 0,38 $
  • Der Cashflow aus betrieblichen Tätigkeiten betrug 568 Millionen USD

PARIS--()--Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das erste Quartal 2018 ausgewiesen.

 
       

 

     

(In Millionen, außer

Beträge pro Aktie)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 7.829 USD 8.179 USD 6.894 USD -4 % 14 %
Betriebsgewinn vor Steuern 974 USD 1.155 USD 757 USD -16 % 29 %
Betriebsmarge vor Steuern 12,4 % 14,1 % 11,0 % -169 bps 145 bps
Nettogewinn/(-verlust) – GAAP-Grundlage 525 USD (2.255) USD 279 USD n. a. 88 %
Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften* 525 USD 668 USD 347 USD -21 % 51 %
Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie – GAAP-Grundlage 0,38 USD (1,63) USD 0,20 USD n. a. 90 %
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften* 0,38 USD 0,48 USD 0,25 USD -21 % 52 %
 
*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
n. a. = nicht aussagekräftig
 

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, kommentierte: „Wie prognostiziert reflektierten unsere Ergebnisse im ersten Quartal 2018 größtenteils vorübergehende Faktoren, mit saisonalen Aktivitätsrückgängen in der nördlichen Hemisphäre und geplanten Projektstartupkosten, einschließlich der Ausrüstungsmobilisierung, -reaktivierung und -neuverwendung im Zusammenhang mit den letzten Auftragseingängen.

„Die zugrundeliegenden internationalen Geschäfte begannen das Jahr gut, da die Geschäftseinheiten im Mittleren Osten, in der Nordsee und in Russland alle im Rahmen unserer Aktivitätserwartungen für das erste Quartal geblieben sind, während die Aktivitätsergebnisse in Asien durch fortlaufende Schwäche in Lateinamerika und Afrika ausgeglichen wurden.

„Auf dem Land in Nordamerika wuchs unser Bohrdienstleistungsgeschäft weiterhin, vorangetrieben durch eine starke Nachfrage für horizontale Bohrtechnologien. Auch der Umsatz stieg, dank der Steigerung der Aktivität in Kanada. Jedoch wurde das Druckpumpgeschäft auf dem Festland in den USA durch eine schwächer als erwartet ausfallende Aktivität sowie durch niedrigere Preisgestaltung, Ineffizienz, steigende Lieferkettenkosten und Herausforderungen in der Bahnlogistik beeinträchtigt. Dessen ungeachtet setzten wir weiterhin Frackingvermögenswerte ein, einschließlich Ausrüstung aus unserer neu erworbenen Kapazität. Wir gehen davon aus, dass der US-Markt für Fracking auf dem Festland sich im zweiten Quartal verbessert, sowohl in Hinsicht auf die Preisgestaltung als auch die Betriebseffizienz, und daher führen wir unser aggressives Flottenreaktivierungs- und Wiederinbetriebnahmeprogramm fort.

„Unter den Geschäftssegmenten wurde der Umsatzrückgang im ersten Quartal durch die Cameron Group getrieben. Die Erträge sanken aufgrund saisonal geringerer Projektvolumina und reduzierter Produktverkäufe im Vergleich zum Vorquartal um 7 %. Der Umsatz der Reservoir Characterization Group sank um 5 % im Vergleich zum Vorquartal wegen des saisonalen Rückgangs des Umsatzes bei SIS Software und seismischen WesternGeco-Lizenzen für mehrere Kunden. Die Umsätze der Bohrgruppe und der Produktionsgruppe waren im Vergleich zum Vorquartal 2 % bzw. 4 % niedriger, auch als Ergebnis des saisonalen Rückgangs der Aktivität in der nördlichen Hemisphäre.

„Angesichts des weltweiten Ölmarktes bestätigt das Fehlen von weltweiten Bestandszuwächsen im ersten Quartal, unterstützt durch die von der OPEC und von Russland geführten Produktionssenkungen, dass der Ölmarkt ausgeglichen ist. Wichtiger noch: nach drei Jahren ununterbrochenen dramatischen Unterinvestments bei E&P-Ausgaben zeigte die weltweite Produktionsbasis erstmals die erwarteten Schwächezeichen mit erkennbaren Produktionsrückgängen im Jahresvergleich in Ländern wie Angola, Norwegen, Mexiko, Malaysia, China und Indonesien. Während die Produktion von Libyen und Nigeria an der Kapazitätsgrenze ist, sich die venezolanische Produktion im freien Fall befindet, neue Sanktionen gegen den Iran denkbar sind und die geopolitischen Risiken zunehmen, sind die einzigen Hauptquellen des kurzfristigen Angebotswachstums zum Ausgleich des weltweiten Produktionsrückgangs und der starken weltweiten Nachfrage Saudi-Arabien, Kuwait, die VAE, Russland und die US-amerikanische Schieferölindustrie. Jedoch kommt es zu Herausforderungen bei US-amerikanischem Schieferöl in Verbindung mit Infill-Bohrungs-Well-to-Well-Interferenz, der potenziell geringeren Produktion von Step-Out-Bohrungen aus Stufe-1-Flächen und erheblichen Infrastrukturbeschränkungen. Es wird daher zunehmend wahrscheinlich, dass die Branche mit wachsenden Angebotsherausforderungen im Verlauf des kommenden Jahres konfrontiert wird und dass eine bedeutende Steigerung des weltweiten E&P-Investments erforderlich sein wird, um das drohende Defizit zu minimieren.

„Wir sind weiterhin optimistisch betreffend die Aussichten auf nachhaltiges Aktivitätswachstum in unserem weltweiten Geschäft im Verlauf des Jahres 2018 und bis ins Jahr 2019. Dies wird durch höhere Kundenaktivität und unsere Fähigkeit angetrieben, einen großen Anteil der entstehenden Gelegenheiten zu verwirklichen, während leistungsbasierte Verträge und integrierte Projekte immer mehr zu den bevorzugten Geschäftsmodellen für viele unserer Kunden werden. Auftragsvergaben der letzten Zeit, zu denen die großen schlüsselfertigen Verträge zum Festpreis – lump-sum turnkey (LSTK) – in Saudi-Arabien gehören, weitere Zuschläge anderswo im Mittleren Osten und in Lateinamerika und neue Projekte im US-amerikanischen Delaware-Basin sind Beispiele für diesen Markttrend. Unser in den letzten Jahren größer gewichteter F&E-Schwerpunkt auf Systeminnovation und -design befähigt uns nun dazu, zusätzlichen Wert bei diesen Projekten für sowohl unsere Kunden als auch Schlumberger zu schaffen. Dies wird dadurch erreicht, dass eine neue Generation von spezialangefertiger Hardware und Software mit unserer großen Fachkenntnis und den neuesten Fortschritten bei digitalen Technologien verbunden wird.

„Daher sind wir begeistert über die Aussichten von Schlumberger. Wir sind bereit und gerüstet, in den kommenden Jahren überlegenes Wachstum, finanzielle Renditen und freien Cashflow zu erbringen, indem wir auf dem breitesten Angebot und Fachwissen in der Branche, unserer unvergleichlichen Größe und Betriebseffizienz, starker Kapitaldisziplin und einem eindeutigen Wunsch, branchenführende Barrenditen für unsere Aktionäre bereitzustellen, aufbauen.“

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 1,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 69,79 US-Dollar für insgesamt 97 Millionen US-Dollar zurück.

Am 23. Februar 2018 gaben Schlumberger und Subsea 7 S.A. bekannt, dass sie in exklusive Verhandlungen zur Bildung eines Joint Ventures eingetreten sind, das auf dem Erfolg der Subsea Integration Alliance aufbaut, die 2015 gegründet wurde. Das Joint Venture wird zu 50 % im Eigentum von Subsea 7 und zu 50 % im Eigentum von Schlumberger stehen.

Am 18. April 2018 stimmte der Verwaltungsrat (Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 13. Juli 2018 an zum 6. Juni 2018 eingetragene Aktieninhaber.

Konsolidierter Umsatz nach Region

 
       

 

   

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Nordamerika

2.835 USD

2.811 USD 1.871 USD 1 % 52 %
Lateinamerika 870 1.034 952 -16 % -9 %
Europa/GUS/Afrika 1.704 1.808 1.652 -6 % 3 %
Nahost und Asien 2.309 2.396

2.318

-4 % 0%
Sonstiges 111 130

101

n. a. n. a.
7.829 USD 8.179 USD 6.894 USD -4 % 14 %
Umsätze in Nordamerika 2.835 USD 2.811 USD 1.871 USD 1 % 52 %
Internationale Umsätze 4,883 USD 5.237 USD 4.922 USD -7 % -1 %
n. a. = nicht aussagekräftig
 

Der Umsatz von 7,8 Milliarden USD im ersten Quartal sank im Vergleich zum Vorquartal um 4 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um 1 % stieg, während der internationale Umsatz um 7 % in der Folge von saisonalen Einflüssen sank.

Nordamerika

Der Umsatz im Gebiet Nordamerika stieg um 1 % im Vergleich zum Vorjahr, da die gestiegene Landaktivität teilweise durch geringeren Offshore-Umsatz wegen reduzierten WesternGeco-Lizenzverkäufen an mehrere Kunden ausgeglichen wurde nach den üblichen, aber verhaltenen, Verkäufen zum Jahresende. Mit der Ausnahme von Cameron stieg der Umsatz auf dem Festland in Nordamerika um 4 % im Vergleich zum Vorquartal im Einklang mit dem Gesamtwachstum der Bohrturmanzahl auf dem Festland in den USA. Das Wachstum wurde durch die Aktivitätssteigerung in Kanada und die höhere Aktivität der Drilling Group auf dem Festland in Nordamerika wegen fortlaufender hoher Nachfrage nach drehbaren steuerbaren Systemen bei der Bohrung von längeren seitlichen Abschnitten von Schieferölquellen in den USA vorangetrieben. Bei OneStimSM fügten wir weiterhin Frackingflotten hinzu, aber weniger als geplant wegen der Überkapazität im Markt, die zu geringerer Auslastung, Ineffizienzen und niedrigerer Preisgestaltung führte. Die Aktivität wurde ferner durch weit verbreitete Unterbrechung bei Bahnlieferungen von Sand beeinträchtigt. Der Umsatz der Cameron Group war saisonal bedingt niedriger im Vergleich zum Vorquartal nach den Produktverkäufen von Surface Systems und Valves & Measurement.

International

Der Umsatz im Gebiet Lateinamerika sank um 16 % im Vergleich zum Vorquartal durch geringeren SPM-Projektumsatz in Ecuador wegen Projektverzögerungen und gesunkener Aktivität der Production Group in Argentinien wegen einer niedrigeren Anzahl von Frackingplattformen. Die Aktivität ging in Brasilien trotz dem Start neuer Offshore-Projekte zurück und die Aktivität in Venezuela war weiterhin rückläufig. Der Umsatz im GeoMarket Mexiko und Zentralamerika war etwas höher wegen der erhöhten Onshore-Workover-Aktivität, obwohl der Start von neuen integrierten Bohrdienstleistungen – Integrated Drilling Services (IDS) – verzögert erfolgte. Ein saisonal niedrigerer Umsatz der Cameron Group trug ebenfalls zum Rückgang bei.

Der Umsatz im Gebiet Europa/GUS/Afrika sank um 6 %, in der Hauptsache wegen des Rückgangs der saisonalen Aktivität in Russland und in der Region Kaspisches Meer, der alle Produktlinien beeinträchtigte. Auch der GeoMarket Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa war geprägt durch niedrigere Aktivität, die durch Verzögerungen bei sowohl den Wetter- als auch den Kundenbohrplänen sowie durch reduzierte Verkäufe von Software-integrierte-Lösungen – Software Integrated Solutions (SIS) – Software gekennzeichnet war. Der Umsatz im GeoMarket Subsahara war leicht niedriger im Vergleich zum Vormonat betreffend integrierte Projektstartups am Ende des Quartals in Gabun, Nigeria und Ghana, da sich die Aktivitäten größtenteils auf Projektplanung und Ausrüstungsmobilisierung konzentrierten. Auch der GeoMarket Nordafrika war leicht geringer im Vergleich zum Vorquartal wegen schwächerer Produktumsätze, obwohl dieser Effekt teilweise durch neue Onshore-Projekt-Startups in Libyen und im Tschad ausgeglichen wurde. Der Umsatzrückgang in dem Gebiet wurde teilweise durch höheren Umsatz der Cameron Group im GeoMarket Russland und Zentralasien ausgeglichen.

Der Umsatz im Gebiet Mittlerer Osten sowie Asien nahm im Vergleich zum Vorquartal um 4 % ab, in erster Linie aufgrund von Preisdruck und geringeren Bohr- und Fracking-Aktivitäten auf dem Festland im Mittleren Osten. Der Umsatz im GeoMarket Ferner Osten und Australien war niedriger wegen reduzierter SIS-Software-Verkäufe bei gleichzeitigem Rückgang der Projektaktivität bei dem Bau von Ölbrunnen. Der Umsatz im GeoMarket Südostasien ging zurück wegen weniger seismischen Lizenzumsätzen von WesternGeco mit mehreren Kunden. Der Umsatz der Cameron Group ging in Asien im Vergleich zum Vorquartal leicht zurück, wobei das Wachstum in Asien durch einen saisonal niedrigeren Umsatz im Mittleren Osten ausgeglichen wurde. Diese Rückgänge wurden teilweise durch höheren Umsatz bei einem langfristigen Projekt einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren Osten ausgeglichen.

Reservoir Characterization Group

 
       

 

   

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 1.556 USD 1.638 USD 1.618 USD -5 % -4 %
Betriebsgewinn vor Steuern 307 USD 360 USD 281 USD -15 % 9 %
Betriebsmarge vor Steuern 19,7 % 22,0 % 17,3 % -224 bps 240 bps
 

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group in Höhe von 1,6 Milliarden USD, wovon 77 % von den internationalen Märkten stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um 5 % ab. Dies beruhte auf den Effekten eines saisonalen Rückgangs bei Wireline-Aktivität in Russland und reduzierten Lizenzverkäufen von WesternGeco an mehrere Kunden im US-amerikanischen Golf von Mexiko, in Asien und Australien. Auch niedrigere SIS-Software-Umsätze trugen zu dem Umsatzrückgang bei. Dieser Rückgang wurde teilweise ausgeglichen durch größere Testdienstleistungsaktivität in Brasilien, Katar und Ägypten und höheren Umsatz bei einem langfristigen Projekt einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren Osten.

Der Betriebsgewinn der Gruppe vor Steuern von 20 % war 224 bps niedriger im Vergleich zum Vorquartal wegen saisonal geringerer Wireline-Aktivität mit höheren Margen in Russland und zurückgegangenen Verkäufen von SIS-Software.

Die Reservoir Characterization Group profitierte vom Betrieb unter dem integrierten Dienstleistungsmanagement – Integrated Services Management (ISM) –, Auftragsvergaben und der Anwendung von integriertem Software- und Bereichswissen zur Stärkung der betrieblichen Leistung.

Vor der Küste von Neufundland stellte ISM Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Bohrung und den Abschlüssen auf der Hebron-Plattform zur Verfügung, die im November in Betrieb gesetzt wurde.

In Westafrika vergab Petro Kouilou – eine Tochtergesellschaft von Anglo African Oil & Gas PLC in der Republik Kongo – an Schlumberger einen ISM-Auftrag zur Bereitstellung von Bohrunterstützungsdienstleistungen für ein Bohrloch im Tilapia-Feld im unteren Kongo-Basin. Petro Kouilou besitzt einen Anteil von 56 % am Tilapia-Feld und erwartet, dass der Bohrbetrieb im Juni 2018 beginnen wird. Die Dienstleistungen von Schlumberger umfassen Mud Logging, Wireline, Zementierung, Bohren, Drillstem-Tests und leitungsvermittelte Perforation.

Die kognitive E&P DELFI* Umgebung erlaubt die Zusammenarbeit zwischen E&P-Teams und nutzt das volle Potenzial aller verfügbaren Daten und der Wissenschaft, um die E&P-Vermögenswerte zu optimieren. Die digitale Bohrlochbauplanungslösung DrillPlan* ist der erste Schritt in der DELFI-Umgebung und kann ein Bohrlochplanungsprogramm in Tage anstatt von Wochen erstellen. Zu den neuesten Vergaben für die DELFI-Umgebung und die Betriebsergebnisse unter Verwendung der DrillPlan-Lösung gehört:

• Cantium LLC vergab an Schlumberger einen Fünfjahres-SIS-Vertrag für die Felder Bay Marchand und Main Pass im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Der Software-as-a-service (SaaS) Vertrag gilt für die Bereitstellung der kognitiven DELFI-E&P-Umgebung.

• Petro-Hunt führte mit der DrillPlan-Lösung einen Versuch im Williston-Basin durch und reduzierte die Entwicklungszeit für die Bohrlochplanung um über 50 %.

• PRI Operating LLC verwendete die DrillPlan-Lösung in West Texas, um die Bohrplanungszeit für sieben horizontale Bohrlöcher im Delaware-Basin zu reduzieren. Die DrillPlan-Lösung half dabei, das erste Bohrloch in vier Tagen zu planen, und sechs spätere Bohrlöcher wurden jeweils in kaum länger als einem Tag geplant, was dem Kunden 18 Tage Planungszeit sparte.

In Ägypten verwendete Well Services die reservoir-zentrische Stimulation-zu-Produktion-Software Kinetix Shale* für die Kuwait Petroleum Corporation, um bei der Steigerung der Produktion um 500 % in einem horizontalen Bohrloch im Apollonia JD Gasfeld im Vergleich mit ausgeglichenen vertikalen Bohrlöchern zu helfen. Dieses Karbonatreservoir besteht hauptsächlich aus hochporöser weicher Kreide und wenig durchlässigem Kalkstein und erfordert mehrere Frackingplattformen. Die Kinetix Shale-Software erlaubte einen nahtlosen und umfassenden Seismisch-zu-Simulation-Arbeitsfluss zur Multiebenenoptimierung dieses unkonventionellen Reservoirs.

Schlumberger und TGS-NOPEC Geophysical Company gaben in Ägypten auch ein neues Projekt im ägyptischen Roten Meer bekannt, dass die Akquisition einer seismischen 2D-long-offset-Breitband-Multikundenstudie über 10.000 km unter Verwendung des Schiffs einer Drittpartei umfasst. Dieses Projekt ist Bestandteil einer Vereinbarung mit der South Valley Egyptian Petroleum Holding Company (GANOPE), an der Schlumberger und TGS exklusive Multikundenrechte einer Dauer von mindestens 15 Jahren an einem offenen Gebiet von etwa 70.000 qkm im Offshorebereich des ägyptischen Roten Meers haben.

Karachaganak Petroleum Operating BV – ein Konsortium von ENI, Shell, Chevron, LUKOIL und KazMunaiGaz – vergab einen Dreijahresvertrag mit zwei optionalen Verlängerungen von einem Jahr an SLS Oil LLP, ein Joint Venture zwischen Schlumberger und Smart Oil LLP (ein kasachisches Öldienstleistungsunternehmen) für die Bereitstellung von fortschrittlichen Slickline-Dienstleistungen in Kasachstan. Es wird damit gerechnet, dass der Betrieb im zweiten Quartal 2018 beginnt.

Drilling Group

 
       

 

   

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 2.126 USD 2.180 USD 1.985 USD -2 % 7 %
Betriebsgewinn vor Steuern 293 USD 319 USD 229 USD -8 % 28 %
Betriebsmarge vor Steuern 13,8 % 14,6 % 11,5 % -85 bps 222 bps
 

Der Umsatz der Drilling Group in Höhe von 2,1 Milliarden USD, von denen 71 % aus den internationalen Märkten stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um 2 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch saisonal geringere Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden, die hauptsächlich den M-I SWACO-Betrieb beeinträchtigten. Der verbesserte Umsatz in Nordamerika resultierte aus dem Aufnahmevermögen der Produkte und Dienstleistungen von Drilling & Measurements sowohl offshore und insbesondere auf dem Festland. Dies resultiert aus der weiterhin hohen Nachfrage für die drehbaren steuerbaren Systeme, die erforderlich sind, um durch längere Seiten in Schieferölbohrlöchern zu bohren, und aus der Steigerung der Bohraktivität im Winter in Westkanada. Der gesunkene Umsatz in den internationalen Bereichen beruhte auf einem saisonbedingten Abfall der Bohrturm-bezogenen Aktivität in der nördlichen Hemisphäre, auf wetterbedingten Projektverzögerungen in der Nordsee, dem Abschluss von IDS-Projekten in den GeoMarkets Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa und Ferner Osten und Australien und auf einem fortlaufenden Rückgang der Bohraktivität in Venezuela. Die schwächere internationale Aktivität wurde jedoch teilweise durch eine stärkere IDS-Aktivität in Kuwait und dem Irak ausgeglichen.

Die Betriebsmarge der Gruppe von 14 % ging im Vergleich zum Vorquartal um 85 bps zurück, während die fortlaufende Preistendenz aus dem gesteigerten Aufnahmevermögen der Technologien von Drilling & Measurements und Bits & Drilling in die USA durch den Preisdruck und die saisonal bedingt geringere Aktivität in den internationalen Märkten mehr als ausgeglichen wurde.

Die Leistung der Drilling Group im ersten Quartal stand im Zusammenhang mit Vergaben von Verträgen für integrierte Dienstleistungen, IDS-Betriebsineffizienzen und einem breiten Spektrum von Bohrertechnologien, die dabei halfen, die Kosten pro Barrel zu senken.

In Russland war Schlumberger einer der maßgebenden Diensteanbieter, die mit dem Sakhalin-1-Konsortium zusammenarbeiteten, um das längste Bohrloch der Welt von ausgedehnter Reichweite im Ausmaß von 15.000 m von der Orlan-Plattform am Chayvo-Feld im Meer von Okhotsk zu bohren. Die technisch herausfordernde Umgebung erfordert zwei Jahre kollaborativen Planens zwischen dem Sakhalin-1-Konsortium und dem integrierten Schlumberger-Team zur Optimierung des Bohrplans und zur Integration sonstiger wichtiger Dienstleistungen und Produktlinien durch das Extended-Reach Drilling Center of Excellence mit Sitz in Sakhalin.

Saudi Aramco hat an Schlumberger einen Dreijahres-LSTK-Bohrvertrag vergeben, um Bohrtürme und Bohrlochkonstruktionsdienstleistungen für 70 Onshore-Ölbohrlöcher in verschiedenen Feldern bereitzustellen. Der Vertrag hat einen optionalen Verlängerungszeitraum von zwei Jahren, wobei davon ausgegangen wird, dass der Betrieb im zweiten Quartal 2018 beginnt.

In Dänemark vergab Mærsk Olie og Gas, ein Total-Unternehmen, an Schlumberger einen Siebenjahresvertrag mit drei Verlängerungsoptionen für ein Jahr im Wert von 140 Millionen USD für die Bereitstellung von Produktionschemikalien, chemischen Managementdienstleistungen und Tankmanagement. Der Gegenstandsbereich der Arbeit umfasst Standardchemie und die Gestaltung von individuellen Lösungen für die Nordsee, einschließlich Laboranalyse, Produkttests, Qualifizierung und Implementation. Diese Vergabe folgt auf einen ähnlichen Vertrag, der die Jahre 2012 bis 2018 umfasst.

In Nordamerika vergab Shell an Schlumberger einen Dreijahresvertrag für die Bereitstellung von Bohrflüssigkeiten, Spezialwerkzeugen und Filterdienstleistungen. Zu den Technologien gehören die hoch verdichtete divalente Reservoir-Drill-in-Flüssigkeit M-I SWACO DIPRO*, das BREAKDOWN HD* hoch verdichtete Filtercake-Breaker-System und die Filtereinheit mit hohem Durchfluss Torrential*.

Im norwegischen Sektor der Nordsee half IDS Aker BP dabei, 12 Millionen ISD im Vergleich zur Ausgabengenehmigung – authorization for expenditure (AFE) – für einen herausfordernden Bohrlochabschnitt im Tambar-Feld zu sparen. Das IDS-Team arbeitete eng mit dem Kunden zusammen, um die Bohrzeit um 14 Tage im Vergleich zu AFE zu reduzieren. Das Bohrloch wurde bis zu einer Gesamttiefe von 4.360 m in etwa sieben Tagen in einem einzigen Bohrerlauf im Vergleich zu 37 Tagen für neun Bohrerläufe in benachbarten Bohrlöchern. Die eingesetzten Technologien umfassten die Bohrlochkonstruktionsleistungsdienstleistung OptiWell*, das drehbare steuerbare System PowerDrive Orbit*, den Bohrer mit gerändelten Diamantelementen AxeBlade* und das energiesparende Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard*.

In Kuwait fügte die Kuwait Oil Company einem bestehenden IDS-Vertrag, der bis 2019 läuft, für die Bereitstellung von integrierten Dienstleistungen zur Bohrlochkonstruktion in den Sabriyah- und Raudhatain-Feldern einen dritten Bohrturm hinzu. Bis heute hat das Projekt 24 Bohrlöcher gebohrt. IDS führte mehrere Technologien ein, darunter die Familie drehbarer steuerbarer Systeme PowerDrive* sowie Bohrer-Technologien, wie etwa die Bohrer StingBlade* mit konischen Diamantenelementen und AxeBlade mit gerändelten Diamantelementen.

In Norwegen steigerten IDS und Wintershall Norge die pro Tag gebohrte Meterleistung um 225 % über eine Kampagne betreffend fünf Bohrlöcher in dem Brage-Feld und erbrachten ihre Leistung jeweils deutlich vor dem geplanten Termin und günstiger als im Budget vorgesehen. Vor der neuen Bohrkampagne führten betriebliche Herausforderungen der Bohrlochkonstruktion, die üblicherweise in diesem Feld in einer späten Lebensphase entstehen, zu einem einjährigen Stopp des Bohrbetriebs. Während des Bohrstopps arbeitete IDS mit Wintershall Norge zusammen, um den Ansatz eines schlanken Bohrlochs gemäß einem anreizbasierten Vertrag zu entwickeln. Durch diesen Erfolg ist die Lebenszeit des Feldes verlängert worden.

BW Offshore vergab an Schlumberger mehrere Bohrlochkonstruktionsverträge zusammen mit einer Vergabe an Borr Drilling eines Bohrturmvertrages für ein Projekt in Gabun. Die Schlumberger-Verträge umfassen Measurement- und Logging-while-Drilling, Bohrspülungen und die Feststoffkontrolle, Zementierung, Wireline-Messungen, Schlammmessungen, Drillbits und Räumer sowie Contingency-Angelausrüstung und -Services, Bohrlochabschlüsse und Sandmanagementdienstleistungen. Die Bohrungen starten Ende Januar 2018 und das erste Bohrloch ist abgeschlossen worden. Ein Schlumberger-Manager für integrierte Projekte koordiniert verschiedene Schlumberger-Produktlinien unter der Aufsicht des BW-Offshore-Bohr- und Betriebsteams. Die Verbindung der Schlumberger-Dienstleistungen mit dem Borr-Bohrturmangebot ist der nächste Schritt hin zur Erbringung eines sicheren, zuverlässigen und effizienten Bohrbetriebs.

Im Offshore-Bereich von Brasilien setzten Bits & Drilling Tools Stinger* Technologie mit konischen Diamantenelementen ein, um Petrobras dabei zu helfen, die Bohrzeit um mehr als fünf Tage im Búzios-Feld zu reduzieren. Dieses Presalt-Play in tiefen Santos-Basin umfasst harte Carbonate und Schichten von schwach porösen Sedimenten, die Herausforderungen an eine Bohrung stellen. Technologie mit Stinger-Elementen erlaubte es Petrobras, den längsten Bohrlochabschnitt zu erreichen, der in einer einzigen Bohrung gebohrt wurde, 634 m, und zu den geringsten Kosten pro Meter im Búzios-Feld.

Production Group

 
       

 

   

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 2.959 USD 3.079 USD 2.187 USD -4 % 35 %
Betriebsgewinn vor Steuern 216 USD 315 USD 110 USD -31 % 96 %
Betriebsmarge vor Steuern 7,3 Prozent 10,2 % 5,0 % -291 bps 227 bps
 

Der Umsatz der Production Group von 3,0 Milliarden USD, von denen 49 % aus internationalen Märkten kamen, nahm gegenüber dem Vorquartal um 4 % ab. Der größte Teil des Rückgangs betraf die internationalen Märkte wegen des saisonalen Abfalls der Aktivität in Russland und der niedrigeren Anzahl von Frackingplattformen in Argentinien und Saudi-Arabien. Im Vergleich zum Vorquartal war der Umsatz der Production Group in Nordamerika marginal höher. Die OneStim-Leistung wurde durch vorübergehenden Gegenwind im Frackingmarkt beeinträchtigt, wozu bescheidene Steigerungen der Kundenabschlussaktivitäten gehörten, was zu einem zurückhaltenden Wachstum der Anzahl an Plattformen im Vergleich zum Vorquartal führte. Die branchenweiten Frackingkapazitätserweiterungen führten in Verbindung mit den Unterbrechungen der Bahnlieferungen von Sand in der Branche zu geringerer Auslastung und Ineffizienz sowie zu niedrigeren Preisen. Insgesamt war der SPM-Umsatz im Vergleich zum Vorquartal leicht höher.

Die Betriebsmarge der Gruppe vor Steuern von 7 % ging um 291 bps im Vergleich zum Vorquartal zurück wegen des zuvor erwähnten vorübergehenden Gegenwinds, der den Frackingmarkt in Nordamerika beeinträchtigte. Trotz branchenweiter Bahnlieferungsunterbrechungen von Sand haben wir erfolgreich eine hinreichende Versorgung mit Sand, eine starke Servicequalität und eine durchgehende geschäftliche Kontinuität überall in unserer Kundenbasis gewährleistet, obwohl dies zu zusätzlichen Kosten führte, die die Betriebsmarge der Gruppe beeinträchtigten.

Die Production Group profitierte von Auftragsvergaben im Bereich integrierte Produktionsdienstleistungen – Integrated Production Services (IPS) – sowie von dem Einsatz von Stimulations- und künstlichen Hebetechnologien.

In Indien vergab Vedanta Resources – deren Öl- und Gasressourcen in Indien durch Cairn Oil & Gas gemanagt werden – an Schlumberger einen IPS-Auftrag im Wert von 214 Millionen USD für ihre Felder im Onshore RJ-ON-90/1 Block. Die Auftragsvergabe umfasst die integrierte Entwicklung von 42 Brunnen im tiefen Gasfeld von Raageshwari und 39 Brunnen im Aishwariya-Ölfeld mit Technologien aus mehreren Produktlinien.

In Russland verwendete Well Services die BroadBand Sequence* Frackingdienstleistung für Slavneft-Megionneftegaz zum erneuten Fracking einer horizontalen Multiplattformbohrung in einem konventionellen Sandsteinölreservoir im Tailakovskoye-Feld, wodurch sie die Produktion um 180 % erhöhte. Die Dienstleistung BroadBand Sequence isolierte in der Folge den Openhole-Abschnitt des Bohrlochs um zu gewährleisten, dass jeder Cluster in jeder Zone gefrackt wurde und zum Produktionspotenzial des Bohrlochs beitrug.

Auf dem Festland in Nordamerika setzte Schlumberger das Fracking von BroadBand Sequence und die Stimulationsaufsichtsdienstleistungen von WellWatcher Stim* in einem unter hohem Druck und hoher Temperatur stehenden Bohrloch für BP ein, um den Kontakt mit dem Reservoir zu verbessern. Die Dienstleistung BroadBand Sequence überwand die Herausforderung eines Gehäuse-Patches, der Plug- und Perforationsmethoden beschränkte. Diese Dienstleistungen ermöglichten die Stimulation eines weiteren seitlichen Bohrlochabschnitts von 3.000 Fuß unterhalb des Gehäuse-Patches und die Dienstleistung WellWatcher Stim bestätigte, dass die entsprechenden Perforationscluster effizient behandelt wurden.

Im russischen Abschnitt des Kaspischen Meeres verwendet Well Services die Dienstleistung zur Stimulation von größerem Kontakt OpenPath Reach* für LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, um den Injektivitätsindex in zwei horizontalen Bohrlöchern im Korchagina-Feld um durchschnittlich 300 % im Vergleich mit früheren Produktionsniveaus zu steigern. Die horizontalen Abschnitte der Bohrlöcher verlaufen durch konventionelle Sandstein- und Carbonatformationen, was Herausforderungen in Hinsicht auf Stimulation und Durchlässigkeit darstellt. Die VDA* viscoelastische ablenkende Flüssigkeit lenkte die Behandlungsflüssigkeit in Carbonatzonen geringerer Injektivität ab und maximierte den Reservoirkontakt und optimierte die Stimulation beider Bohrlöcher.

Im Permischen Basin führte ein integriertes Team von petrotechnischen Experten eine Abschlussoptimierungsstudie in der San Andres Formation für die Mack Energy Corporation durch. Eine Kombination von Technologien wurde dazu verwendet, einen Abschluss in einem Bohrloch zu optimieren, die zu einer Steigerung der Referenzproduktion von 412 % im Vergleich zum ersten Jahr führte sowie zu einer Steigerung von 250 % gemessen an der Durchschnittsproduktion im Basin. Vom kombinierbaren Magnetresonanztool CMR-Plus*, einer akustischen Scan-Plattform Sonic Scanner* und einem Fullbore-Formations-Microimager FMI* übernommene Daten wurden zur Erstellung eines 3D-Basin-Modells einbezogen. Die Schieferöl-Reservoir-zentrische-Stimulation-zu-Produktion-Software Kinetix und der Reservoir-Simulator INTERSECT* wurden verwendet, um die Gestaltung der Frackingbehandlung und die Produktionssteigerung zu optimieren. ThruBit*-Messungen von durch den Bohrer erfolgenden Dienstleistungen an der Seite wurden zur optimalen Platzierung von Perforationen einbezogen, um die Cluster-Effizienz zu gewährleisten.

In North Dakota verwendete Artificial Lift Solutions eine Kombination von Technologien in einem Bakken-Schieferölbohrloch, um Kosten für Ausrüstungsaustausch und -überarbeitung zu sparen. Die anfängliche hohe Produktionsrate des Bohrlochs war gesunken und befand sich in einer harschen Umgebung wegen Abriebs aus Stützmittelrückfluss. Der Kunde musste das Bohrloch mit einer einzelnen elektrischen submersiblen Pumpe (ESP) absenken, bevor er zu einer künstlichen Anhebung mit geringem Durchfluss wechseln konnte. Die Installation des ESP-Systems REDA Maximus*, das mit unkonventioneller ESP-Plattform-Continuum*-Technologie verlängerter Lebensdauer ausgestattet ist, verlängerte die Lebensdauer der Pumpe auf mehr als das Doppelte des Durchschnittswert für das Feld und vermied es, die Ölproduktion hinauszuschieben.

In Kuwait verwendete Well Services die Wasser- und Gaskonformitätsdienstleistung AllSeal* für die Kuwait Oil Company, um die Ölproduktion in einem Bohrloch um 900 bbl/d im Khashman-Feld zu steigern. Dieses Bohrloch produzierte ursprünglich bei einer Wasserreduzierung von 96 % und die erste Lösung bestand darin, die Pumpe zu entfernen, die Wasserzone zu isolieren und ein neues Intervall zu perforieren, was einen Überarbeitungsbohrturm am Standort erfordern würde. Stattdessen injizierte die AllSeal-Dienstleistung ein bestimmtes Gel in die Wasserzone, um es zu isolieren, und sparte so Betriebskosten durch die Eliminierung des Bedarfs für einen Bohrturm. Als das neue Intervall perforiert worden war, sank die Wasserreduzierung um 90 % und stieg die Ölproduktion um 300 %.

Cameron Group

 
       

 

   

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis Veränderung
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 1.310 USD 1.414 USD 1.229 USD -7 % 7 %
Betriebsgewinn vor Steuern $ 166 203 USD 162 USD -18 % 2 %
Betriebsmarge vor Steuern 12,7 % 14,4 % 13,2 % -169 bps -50 bps
 

Der Umsatz der Cameron Group von 1,3 Milliarden USD, vom dem 56 % aus internationalen Märkten kamen, fiel im Vergleich mit dem Vorquartal um 7 %, hauptsächlich durch saisonal bedingte niedrigere Projektgrößen und reduzierte Produktverkäufe. Der Umsatz von OneSubsea war bei einem abnehmenden Projektstau niedriger. Die sonstigen Produktlinien von Cameron – Drilling Systems, Surface Systems, und Valves & Measurement – gaben Umsatzrückgänge im Vergleich mit dem Vorquartal wegen saisonaler Einflüsse an. Nach Geographie stieg der Umsatz in Russland und Asien im Vergleich mit dem Vorquartal, aber dies wurde mehr als ausgeglichen durch saisonal niedrigeren Umsatz in Nordamerika, im Mittleren Osten und in Lateinamerika.

Die Betriebsmarge der Gruppe von 13 % sank im Vergleich mit dem Vorquartal um 169 bps, vor allem wegen des abnehmende Projektstaus in OneSubsea.

Die Leistung der Cameron Group im ersten Quartal profitierte von Vertragsvergaben für integrierte kapitaleffiziente Lösungen von OneSubsea und Systeme für Bohren mit gemanagtem Druck – managed pressure drilling (MPD) –.

Noble Energy vergab an Schlumberger einen Ingenieur- und Liefervertrag für ein 2.000 Tonnen schweres Single-Lift-Verfahrensmodul, das auf der Leviathan-Plattform im östlichen Mittelmeer zu installieren ist. Der Vertragsgegenstand umfasst Vorbehandlung, Salzentfernung und Regeneration von Monoethylenglykol. Das Reklamierungs- und Regenerationssystem PUREMEG* ist Bestandteil des integrierten kapitaleffizienten Lösungsangebots von OneSubsea. Dies folgt auf die Vertragsvergabe an OneSubsea durch Noble Energy im Jahr 2017 für die Bereitstellung von horizontalen Produktionsbäumen von 10.000 psi, baumgestützten Kontrollen und Topside-Kontrollen für dasselbe Projekt.

Die Cameron Group erhielt einen Kaufauftrag im Wert von 6,7 Millionen USD von Seadrill Limited für einen integrierten Riser Joint für ihr von Schlumberger geliefertes MPD-System. Ein integrierter Riser Joint erlaubt effektive Handhabung von Riser-Gasen und MPD-Betrieb in einem modularen, flexiblen Design, was für betriebliche Anpassungsfähigkeit in Echtzeit sorgt.

Im US-Golf von Mexiko haben OneSubsea und sein Subsea Services Alliance-Mitglied, Helix Energy Solutions, den ersten Betrieb des gemeinsam entwickelten 15.000 psi-Intervention Riser System für ein großes internationales E&P-Unternehmen abgeschlossen. Dies verwendet ein einzigartiges Geschäftsmodell, das erste seiner Art, das auf Mietbasis verfügbar ist, was dem Kunden vorzuschießende Investitionskosten sowie Wartung während der gesamten Lebensdauer und Lagerbetriebskosten spart. Das System, dessen Konstruktion Mitte 2015 begonnen wurde, berücksichtigt die zunehmenden Interventionsbedürfnisse von unter hohem Druck stehenden Unterwasserbohrlöcher.

Finanzübersicht

Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung

 
       

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

 
Dreimonatszeitraum
Zeiträume bis zum 31. März         2018   2017
 
Umsatz 7.829 USD 6.894 USD
Zinsen und sonstige Erträge 42 46
Ausgaben
Umsatzkosten 6.802 6.076
Forschung und technische Entwicklung 172 211
Gemeinkosten 111 98
Fusion und Integration (1) - 82
Beteiligung         143   139
Ertrag vor Steuern 643 USD 334 USD
Einkommensteuer (1)         113   50
Nettogewinn 530 USD 284 USD
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen         5   5
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn(1)         525 USD   279 USD
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger(1)         0,38 USD   0,20 USD
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.385 1.393
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung         1.394   1.402
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)         874 USD   989 USD
 
(1)   Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
(2) Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
 

Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

 
              (Angaben in Mio.)
 
31. März 31. Dez.
Aktiva         2018       2017
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen 4.165 USD 5.089 USD
Forderungen 8.472 8.084
Sonstiges Umlaufvermögen         5.419       5.324
18.056 18.497
Anlagevermögen 11.556 11.576
Seismische Multiclient-Daten 707 727
Firmenwert (Goodwill) 25.120 25.118
Immaterielle Vermögenswerte 9.217 9.354
Sonstige Aktiva         6.822       6.715
          71.478 USD       71.987 USD
 
Passiva                  
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen 9.598 USD 10.036 USD
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer 1.311 1.223
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 4.586 3.324
Auszuschüttende Dividenden         700       699
16.195 15.282
Langfristige Verbindlichkeiten 13.526 14.875
Latente Steuern 1.579 1.650
Pensionsnebenleistungen 1.027 1.082
Sonstige Verbindlichkeiten         1.825       1.837
34.152 34.726
Eigenkapital         37.326       37.261
          71.478 USD       71.987 USD
 

Liquidität

 

 

(Angaben in Mio.)

Komponenten der Liquidität        

31. März

2018

   

31. Dez.

2017

   

31. März

2017

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen         4.165 USD     5.089 USD     7.353 USD
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen - - 238
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (4.586 ) (3.324 ) (2.449 )
Langfristige Verbindlichkeiten (13.526 ) (14.875 ) (16.538 )
Nettoverbindlichkeiten (1) (13.947 USD ) (13.110 USD ) (11.396 USD )
 
Details zu Veränderungen der Liquidität folgen:
 
Drei Drei
Monate Monate
Zeiträume bis zum 31. März                 2018       2017
Nettogewinn vor Minderheitsanteilen 530 USD 284 USD
Wertminderung und sonstige Aufwendungen, abzüglich Steuern vor Minderheitsbeteiligungen -   68  
530 USD 352 USD
Wertminderungen und Abschreibungen (2) 874 989
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 90 88
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 18 37
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (39 ) (29 )
Änderung beim Betriebskapital (836 ) (791 )
Sonstiges (69 ) 10  
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit (3) 568 USD   656 USD  
Kapitalaufwendungen (454 ) (381 )
SPM-Investitionen (240 ) (144 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (26 ) (116 )
Freier Cashflow (4) (152 ) 15  
Ausgeschüttete Dividenden (692 ) (696 )
Aktienrückkaufprogramm (97 ) (372 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 127   135  
(814 ) (918 )
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (13 ) (273 )
Sonstiges (10 ) (84 )
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (837 ) (1.275 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums (13.110 ) (10.121 )
Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums (13.947 USD ) (11.396 USD )
 
(1)     „Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich von Barmitteln, kurzfristigen Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltenen festverzinslichen Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich zu den Gesamtschulden, nicht jedoch als Alternative oder als überlegene Kennzahl betrachtet werden sollte.
(2) Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
(3) Einschließlich Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 76 bzw. 140 Millionen USD in den zum 31. März 2018 und 2017 zu Ende gegangenen Dreimonatszeiträumen.
(4) Der „freie Cashflow“ bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter Kosten für seismische Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens darstellt und für Anleger und die Geschäftsführung ein nützlicher Messwert für die Fähigkeit von Schlumberger, Liquidität zu generieren, ist. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind, können diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow für beliebige Ausgaben dar. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesem gegenüber als überlegen angesehen werden sollte.
 

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten Quartal 2018 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn von Schlumberger ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von diesen Finanzkennzahlen die Möglichkeit bietet, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist eine Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
 
        Erstes Quartal 2017
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-

Beteiligungen

    Netto     Verwässert

Ertrag pro Aktie

Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 334 USD     50 USD     5 USD     279 USD     0,20 USD
Fusion und Integration 82       14       -       68       0,05  
Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 416 USD       64 USD       5 USD       347 USD       0,25 USD  
 
Viertes Quartal 2017
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-

Beteiligungen

    Netto     Verwässert

Ertrag pro Aktie*

Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage) (2.210 USD ) 62 USD (17 USD ) (2.255 USD ) (1,63 USD )
Wertminderungen und Sonstiges:
Seismik-Umstrukturierung von WesternGeco 1.114 20 - 1.094 0,79
Abschreibung der Investitionen in Venezuela 938 - - 938 0,67
Belegschaftsverkleinerungen 247 13 - 234 0,17
Wertminderung seismischer Multiclient-Daten 246 81 - 165 0,12
Weitere Umstrukturierungsausgaben 156 10 22 124 0,09
Fusion und Integration 95 26 - 69 0,05
Rückstellungen für Verlust durch Langzeit-Konstruktionsprojekt 245 22 - 223 0,16
US-Steuerreform -       (76 )     -       76       0,05  
Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 831 USD       158 USD       5 USD       668 USD       0,48 USD  
 

*Rundungsfehler möglich.

 

Im ersten Quartal 2018 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.

 

Produktgruppen

 
(Angaben in Mio.)
        Dreimonatszeitraum bis
31. März 2018     31. Dez. 2017     31. März 2017
Umsatz    

Einnahmen

vor

Steuern

Umsatz    

Einnahmen

vor

Steuern

Umsatz    

Einnahmen

vor

Steuern

Reservoir Characterization 1.556 USD 307 USD 1.638 USD 360 USD 1.618 USD 281 USD
Drilling 2.126 293 2.180 319 1.985 229
Production 2.959 216 3.079 315 2.187 110
Cameron 1.310 166 1.414 203 1.229 162
Ausbuchungen und Sonstiges (122 ) (8 ) (132 ) (42 ) (125 ) (25 )
Betriebsgewinn vor Steuern 974 1.155 757
Konzern und Sonstiges (225 ) (219 ) (239 )
Zinserträge(1) 25 25 24
Zinsaufwendungen(1) (131 ) (130 ) (126 )
Belastungen und Gutschriften   -     (3.041 )   (82 )
7.829 USD   643 USD   8.179 USD   (2.210 USD ) 6.894 USD   334 USD  
 

(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen enthalten sind.

 

Ergänzende Informationen

 

1)

   

Was sind die Erwartungen bezüglich Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2018?

Die Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) für das Gesamtjahr 2018 betragen voraussichtlich rund 2 Milliarden USD, was in etwa dem Niveau von 2017 und 2016 entspricht.
 

2)

Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2018?

Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2018 betrug 568 Millionen USD trotz des Verbrauchs von Betriebskapital, der üblicherweise im ersten Quartal zu beobachten ist. Die Nutzung von Betriebskapital wurde durch jährliche Zahlungen im Zusammenhang mit der Kompensation von Mitarbeitern ermöglicht. Das Betriebskapital widerspiegelte außerdem Abfindungszahlungen in Höhe von 76 Millionen USD während des ersten Quartals 2018.
 

3)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge“ für das erste Quartal 2018 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das erste Quartal 2018 beliefen sich auf 42 Millionen USD. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 14 Millionen USD und Zinserträgen in Höhe von 28 Millionen USD zusammen.
 

4)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das erste Quartal 2018 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 28 Millionen US-Dollar sanken gegenüber dem Vorquartal um 3 Millionen US-Dollar. Die Zinsausgaben in Höhe von 143 Millionen USD blieben gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert.
 

5)

Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht hauptsächlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen, Belastungen und Gutschriften, Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
 

6)

Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das erste Quartal 2018?

Der ETR für das erste Quartal 2018 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 17,6 %, was im Vergleich zu -2,8 % für das vierte Quartal 2017 steht. Die ETR für das vierte Quartal 2017 unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 19,0 %. Im ersten Quartal 2018 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
 

7)

Wie wirkt sich die Steuerreform in den USA auf Schlumberger aus?

Die US-Steuerreform bewirkt signifikante Änderungen der US-Körperschaftssteuergesetzgebung, unter anderem durch die Verringerung des Einkommensteuersatzes auf 21 % ab 2018 und den Aufbau eines territorialen Steuersystems mit einer obligatorischen einmaligen Steuer auf zuvor erfasste Gewinne von US-Tochtergesellschaften im Ausland.
 
Nach Erwägung der Auswirkungen der ausländischen Steuerguthaben und -aufwendungen wird die nach der einmaligen obligatorischen Steuer auf zuvor erfasste Gewinne der US-Tochtergesellschaft von Schlumberger im Ausland zu zahlende Steuersumme nicht erheblich sein.
 
Als Nicht-US-Gesellschaft führt die Unternehmensstruktur von Schlumberger dazu, dass es vor allem dort steuerpflichtig sind, wo es tätig ist und Gewinne erzielt, ohne dass weitere Steuerpflichten hinzukommen. Angesichts dieser Struktur ist der Haupteffekt der Steuerreform in den USA auf Schlumberger, dass ein niedrigerer Bundessteuersatz auf die von der US-Gesellschaft erzielten Gewinne angewendet wird. Ohne die Effekte der US-Steuerreform würde der effektive Steuersatz (ETR) des Unternehmens im Jahr 2018 im Vergleich zum effektiven Steuersatz des vierten Quartals 2017 wahrscheinlich um rund 2 bis 3 Prozentpunkte steigen. Allerdings sorgt der Einfluss der US-Steuerreform für 2018 dafür, dass diese Steigerung zum größten Teil aufgefangen wird. Daher erwartet Schlumberger, dass der ETR des Gesamtjahres 2018 etwa dem ETR des 4. Quartals 2017 vor Belastungen und Gutschriften entspricht.
 

8)

Wie viele Stammaktien waren zum 31. März 2018 im Umlauf und wie veränderte sich diese Zahl gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Zum 31. März 2018 waren 1.385 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. Dezember 2017 bis zum 31. März 2018.
 

 

     

(Angaben in Mio.)

Zum 31. Dezember 2017 im Umlauf befindliche Aktien 1.384
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien -
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien 2
Aktienrückkaufprogramm

(1

)

Zum 31. März 2018 im Umlauf befindliche Aktien 1.385
 

9)

   

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im ersten Quartal 2018 und im vierten Quartal 2017 und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel der im Umlauf befindlichen Aktien belief sich während des ersten Quartals 2018 auf 1,385 Milliarden und während des vierten Quartals 2017 auf 1,385 Milliarden.
 
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels im Umlauf befindlicher Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.
 
         

 

     

(Angaben in Mio.)

Erstes Quartal

2018

     

Viertes Quartal

2017

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.385 1.385
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 2 1
Gesperrte Belegschaftsaktien 7       5
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.394       1.391
 

10)

   

Was sind Projekte von Schlumberger Production Management (SPM), und wie weist Schlumberger die Erträge aus diesen Projekten aus?

SPM-Projekte konzentrieren sich auf die Erschließung und gemeinsame Verwaltung von Förderanlagen im Namen der Kunden von Schlumberger im Rahmen von langfristigen Vereinbarungen. Schlumberger investiert eigene Dienstleistungen, Produkte und in manchen Fällen auch Barmittel in Aktivitäten und Betriebe zur Erschließung von Lagerstätten. Auch wenn Schlumberger bei gewissen Vereinbarungen Erträge ausweist und für einen Teil der bereitgestellten Dienstleistungen oder Produkte bezahlt wird, erhält Schlumberger in der Regel zum Zeitpunkt der Bereitstellung dieser Dienstleistungen oder Produkte keine Zahlungen. Stattdessen weist Schlumberger Erträge auf Basis der generierten Barmittel oder als Gebühr pro Barrel aus. Dies kann gewisse Vereinbarungen umfassen, in deren Rahmen Schlumberger lediglich auf Basis der erreichten Mehrproduktion über einem gemeinsam festgelegten Grenzwert entschädigt wird.
 

11)

Wie werden die Produkte und Dienstleistungen von Schlumberger, die in SPM-Projekten angelegt sind, verbucht?

Umsätze und dabei anfallende Kosten für Dienstleistungen und Produkte werden in der jeweiligen Schlumberger-Gruppe erfasst, die zu den SPM-Projekten von Schlumberger beigetragen hat. Diese Umsätze (die auf Fremdvergleichspreisen beruhen) und die entsprechenden Gewinne werden danach über einen konzerninternen Abgleich ausgebucht, der im Posten „Ausbuchungen und Sonstiges“ enthalten ist. (Es ist zu beachten, dass unter „Ausbuchungen und Sonstiges“ zusätzlich zu den SPM-Ausbuchungen auch andere Posten enthalten sind.) Die Einzelkosten im Zusammenhang mit der Bereitstellung von Schlumberger-Dienstleistungen oder -Produkten für SPM-Projekte werden dann in der Bilanz aktiviert.
 
Diese aktivierten Investitionen, welche die Form von Barmitteln sowie von bereits erwähnten Einzelkosten annehmen können, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung abgebucht, wenn die damit zusammenhängende Förderung erreicht und der entsprechende Umsatz ausgewiesen wird. Dieser Abschreibungsaufwand beruht auf der Methode nach Leistungseinheiten, wobei jeder Einheit eine anteilige Menge der nicht abgeschriebenen Kosten auf Grundlage der geschätzten Gesamtfördermenge zugewiesen wird.
 
Die SPM-Umsätze werden zusammen mit den Abschreibungen der aktivierten Investitionen und weiteren Betriebskosten, die im jeweiligen Berichtszeitraum angefallen sind, in der Production Group ausgewiesen.
 

12)

Wie hoch war der nicht abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte zum 31. März 2018 und wie hat sich dieser in Bezug auf Investitionen und Abschreibungen im Vergleich zum 31. Dezember 2017 verändert?

Das nicht-abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte betrug rund 4,1 Milliarden US-Dollar sowohl zum 31. März 2018 als auch zum 31. Dezember 2017. Diese Beträge werden in Sonstige Aktiva in der zusammengefassten konsolidierten Bilanz von Schlumberger ausgewiesen. Die Veränderung des nicht abgeschriebenen Saldos der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte setzte sich wie folgt zusammen:
 
   

 

(Angaben in Mio.)

Stand 31. Dezember 2017 4.065 USD
SPM-Investitionen 240
Abschreibung von SPM-Investitionen

(140

)

Übersetzung und Sonstiges

(53

)

Saldo am 31. März 2018 4.112 USD
 

13)

   

Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco im ersten Quartal 2018?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im ersten Quartal 2018 auf 119 Millionen USD und im vierten Quartal 2017 auf 166 Millionen USD.
 

14)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des ersten Quartals 2018?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund unterzeichneter Verträge mit Kunden am Ende des ersten Quartals 2018 betrug 358 Millionen USD. Zum Ende des vierten Quartals 2017 lag er bei 399 Millionen USD.
 

15)

Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems der Cameron Group?

Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems war wie folgt:
 
       

 

     

(Angaben in Mio.)

Bestellungen

Erstes Quartal

2018

     

Viertes Quartal

2017

OneSubsea 329 USD 282 USD
Drilling Systems 218 USD

 

150 USD
 
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)
OneSubsea 2.002 USD 2.060 USD
Drilling Systems 377 USD

 

408 USD
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2017 einen Umsatz in Höhe von 30,44 Milliarden USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, 20. April 2018, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288 8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333 4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 20. Mai 2018 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (800) 475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (320) 365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 444396 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. Mai 2018 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2018 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne der US-Bundeswertpapiergesetze, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erhöhte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und Steigerung der Förderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; die Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger; die Auswirkungen der US-Steuerreform; unseren effektiven Steuersatz; der Erfolg der SPM-Projekte, Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale Wirtschaftslage sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Fracking-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass wichtige Mitarbeiter nicht im Unternehmen gehalten werden können, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das erste Quartal 2018 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Entwicklungen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.

Contacts

Schlumberger Limited
Simon Farrant – Vorstand Anlegerpflege, Schlumberger Limited
Joy V. Domingo – Managerin Anlegerpflege, Schlumberger Limited
Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Contacts

Schlumberger Limited
Simon Farrant – Vorstand Anlegerpflege, Schlumberger Limited
Joy V. Domingo – Managerin Anlegerpflege, Schlumberger Limited
Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com